Спосіб збільшення проникності порового простору привибійної зони свердловин

Реферат: Спосіб збільшення проникності порового простору привибійної зони свердловин, що просочений блокуючою рідиною, нафтою або їх сумішшю, шляхом їх обробки реагентом Деблокол. При цьому підтримують співвідношення реагенту до порового простору 0,67-5:1 та температуру обробки 60-80 °C. UA 108226 U (12) UA 108226 U UA 108226 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 Корисна модель належить до нафтогазової галузі, зокрема до способів стимулювання продуктивності свердловин шляхом видалення з порового простору і привибійних зон свердловин відкладень, які зменшують видобуток вуглеводневої сировини. Відомо спосіб збільшення проникності привибійної зони пласта (Мельник А.П. Сульфірування похідних вуглеводнів / Монографія. - Харків, 1995. - С. 132-133) за рахунок використання реагенту Нафтонол. Недоліком цього способу є те, що він призначений для збільшення проникності порового простору, в якому знаходяться відкладення, що виносяться видобувною продукцією, а не для видалення привнесених відкладень, таких як блокуючі рідини. Найбільш близьким до запропонованого способу є спосіб очищення свердловин, що вибраний за найближчий аналог (патент України № 73043, МПК Е21В 37/06, Е21В 43/27, публ. 16.05.2005, бюл. № 5), який включає обробку шламу насосно-компресорних труб реагентом, що містить водний розчин суміші щавлевої кислоти і поверхнево-активної речовини, концентрація яких у суміші складає відповідно 1-4 % мас. і 0,05-0,2 % мас., при цьому об'ємне співвідношення реагент: шлам підтримують рівним 1-3:1. Як поверхнево-активні речовини використовують оксіетильовані жирні алкілфеноли або спирти, або кислоти, сульфоетоксилати, алкілбензолсульфонати, алкілсульфати, алкенсульфонати, алкілсульфонати. Недоліком цього способу є те, що він призначений лише для очищення шламу нагнітальних свердловин від привнесених вуглеводнів і асфальтосмолистих речовин, які надходять від компресорів, що закачують природний газ у підземні сховища газу, тому має понижену проникаючу здатність відносно речовин, що знаходяться у порових просторах газонафтовидобувних свердловин. Крім цього, при закачуванні водного розчину щавлевої кислоти можливе випадіння осадів при контакті з пластовими водами та знижується кислотність середовища, що збільшує його корозійну агресивність. Задачею корисної моделі є збільшення продуктивності нафтогазових свердловин шляхом підвищення ефективності очищення свердловин за рахунок використання реагенту, що має високу проникаючу здатність. Поставлена задача вирішується тим, що на відміну від відомого способу збільшення проникності порового простору свердловин, який просочений блокуючою рідиною, нафтою чи їх сумішшю, шляхом їх обробки реагентом, для видалення речовин, що блокують поровий простір свердловин, використовують реагент Деблокол, підтримуючи співвідношення реагент:поровий простір 0,67-5:1 і температуру обробки 60-80 °C. Суть способу полягає в тому, що суміш блокуючої рідини з піском або нафти з піском, або їх суміш, яка знаходиться в поровому просторі привибійної зони свердловин, обробляють реагентом з температурою 60-80 °C з розрахунку 0,67-5 об'ємів реагенту на 1 об'єм порового простору та витримують в такому стані, фіксуючи час витікання рідини. Як реагент використовують реагент Деблокол (ТУ У 20.5-00158764-001:2015), до складу якого входять: алкілароматичні речовини, що відповідають вимогам: температура початку википання не нижче 85 °C, 10 % відганяється не нижче 120 °C, 50 % відганяється не вище 130 °C, 90 % відганяється не вище 150 °C, кінець кипіння не вище 165 °C (ТУ У 24.5-34841217004-2010); газовий конденсат згідно з ТУ У 320.001158764.032-2001 або СОУ 11.2-30019775184:2011, деетанпропонбутанізований газовий конденсат згідно з ТУ У 11.1-00158764-048-2004; вуглеводні згідно з ДСТУ 12337-84, ДСТУ 20799-88 та поверхнево-активні речовини: оксіетильовані алкілфеноли, спирти, метилові ефіри жирних кислот (виробництво фірми BASF, Croda, згідно з ТУ 6-00205601-092, ОП-106-14-19-472-83, ТУ У 24.5-34841217-001-2007), а також азотовмісні адсорбційноактивні речовини. Проникність реагенту визначають за часом початку протікання рідини з цим реагентом через шар кварцового піску, який заповнюють нафтою, блокуючою рідиною або їх сумішшю: ПР=100(б-р)/б, де ПР - проникність вказує наскільки час протікання запропонованого реагенту менший (+) або більший (-), ніж час протікання реагенту за найближчим аналогом, %; б - час початку протікання через шар піску з блокуючою рідиною або нафтою, або їх сумішшю при обробці реагентом за найближчим аналогом, с; р - час початку протікання при використанні запропонованого реагенту, с. Для оцінки ефективності використання запропонованого способу у порівнянні з найближчим аналогом проведені лабораторні дослідження. Як рідину, що блокує пори зразка породи, використано блокуючий реагент БР-250 і нафту Личківського, Скворцівського, Наріжнянського нафтогазоконденсатних родовищ (НГКР) з температурою застигання 18 °C, кількість осаду, що утворюється при температурі 19 °C-77,7 %, концентрація парафіноасфальто-смолистих продуктів - 7 %, температура плавлення видалених 1 UA 108226 U 3 5 2 парафінів 75-92 °C, густина 828 кг/м і в'язкість 7,3 мм /с при температурі 25 °C, а також нафти Скворцівського і Наріжнянського НГКР. Дослідження проводились на прикладах використання реагентів при наявності піску (П) та/або нафти (Н), та/або блокуючої суміші (БС) при різних концентраціях блокуючої речовини, співвідношеннях реагент: поровий простір (Р:ПП) та різних температурах. Для досліджень використано суміш піску (П) фракції > 0,5-2 мм (60 % мас.) і фракції < 0,5 мм (40 % мас). Результати наведені у таблиці. Таблиця № Система 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 17 18 П+БС П+БС П+БС П+БС П+БС П+БС П+БС П+БС П+Н П+Н П+Н П+БС+Н П+БС+Н П+БС+Н П+БС+Н П+Н1 П+Н2 19 П+БС Концентрація блокуючої Відношення Час початку Температура, °C речовини, % мас. Р:ПП протікання, с БР-250 нафта 10 0:1 20 10 0:1 80 10 0,67:1 80 35 10 1,34:1 80 14 10 2:1 80 10 10 4,7:1 80 9 10 5:1 80 9 30 4,7:1 80 270 15 0:1 20 15 4,7:1 20 2178 15 4,7:1 80 12 10 5 0:1 20 5 10 4,7:1 40 2100 5 10 4,7:1 60 403 5 10 4,7:1 80 15 15 4,7:1 80 18 15 4,7:1 80 26 прототип 15 4,7:1 80 600 Проникаюча здатність, % 94 97,6 98 98,5 98,5 55 -263 98 -250 33 97,5 97 95,6 Примітка: Н1 - нафта Скворцівського НГКР. Н2 - нафта Наріжнянського НГКР. 10 15 20 25 30 Приклад 1. В стакані місткістю 50 мл готують шляхом інтенсивного перемішування суміш, до складу якої входить 90 % мас. піску і 10 % мас. блокуючої рідини БР-250. Отриману суміш переносять у градуйовану трубку і ретельно утрамбуванням утворюють шар об'ємом 6 3 см .Обєм порового простору 15 %. Трубку витримують при 20 °C впродовж 3 год. Протікання відсутнє. Проникність 0. Приклад 2. В умовах прикладу 1 суміш витримують при 80 °C. Протікання відсутнє. Проникність 0. Приклад 3. В умовах прикладу 2 до суміші додають реагент Деблокол, підтримуючи співвідношення Р:ПП=0,67:1. Визначений з допомогою секундоміра час початку протікання 35 с. Проникаюча здатність відносно найближчого аналога на 94 % більша. В прикладах 4-7 в умовах прикладу 3 визначено час початку протікання при зміні співвідношення Р:ПП=1,34:5,1 при температурі 80 °C. За часом протікання розраховано проникаючу здатність, яка на 97 % - 98,5 % більша проникаючої здатності найближчого аналога. В прикладі 8, який проведено в умовах прикладу 6, при концентрації блокуючої суміші 30 % визначено час протікання і проникаючу здатність, яка більша проникаючої здатності найближчого аналога на 55 %. Приклад 9. В умовах прикладу 1 готують суміш з піску і нафти, в якій концентрація нафти 15 %. Встановлено, що час протікання через таку суміш - відсутній. Прилад 10. В умовах прикладу 9 визначають час протікання при температурі 20 °C і додаванні до суміші реагенту Деблокол, підтримуючи співвідношення Р:ПП=4,7:1. Проникаюча здатність менша проникаючої здатності найближчого аналога на 263 %. Приклад 11. В умовах прикладу 10 визначають час протікання при температурі 80 °C, згідно якого проникаюча здатність на 98 % більша проникаючої здатності найближчого аналога. 2 UA 108226 U 5 10 15 Приклад 12. Вказує на відсутність в умовах прикладу 1 проникаючої здатності через суміш піску, блокуючої рідини і нафти. Приклад 13. Визначена проникаюча здатність в умовах прикладу 12 при температурі 40 °C і співвідношенні Р:ПП=4,7:1 менша проникаючої здатності найближчого аналога. Проникаюча здатність, яка визначена в умовах прикладу 14, при температурах 60 °C і 80 °C більша проникаючої здатності найближчого аналога на 33 % і 97,5 %, відповідно, приклади 15 і 16. Приклади 17 і 18 характеризують вплив нафти на проникаючу здатність. За рахунок використання реагенту відбувається розчинення і диспергування блокуючих пори компонентів нафти та блокуючої рідини, що призводить до утворення більш рухливої маси, кінцевим результатом чого є очищення порового простору і збільшення проникності. В порівнянні з найближчим аналогом за заявленим способом для збільшення проникності використовують реагент, в якому відсутня корозійно агресивна щавлева кислота. Новизна заявленого способу полягає в тому, що на відміну від корозійно агресивного реагенту поровий простір обробляють сумішшю вуглеводнів і поверхнево активних речовин при температурах 60-80 °C. За рахунок збільшення проникності збільшується ефективність очищення порового простору від блокуючих рідин і нафтових компонентів, які закупорюють привибійні зони і насоснокомпресорні труби, що в свою чергу підвищує ефективність роботи свердловин. 20 ФОРМУЛА КОРИСНОЇ МОДЕЛІ 25 Спосіб збільшення проникності порового простору привибійної зони свердловин, що просочений блокуючою рідиною, нафтою або їх сумішшю, шляхом їх обробки реагентом, який відрізняється тим, що використовують реагент Деблокол, при цьому підтримують співвідношення реагенту до порового простору 0,67-5:1 та температуру обробки 60-80 °C. Комп’ютерна верстка Л. Бурлак Державна служба інтелектуальної власності України, вул. Василя Липківського, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут інтелектуальної власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601 3